Abstrak— Liquefied Petroleum Gas (LPG) merupakan suatu produk  bahan  bakar  gas  yang  pada  umumnya  berupa  gas propana  atau  butana  atau  merupakan  campuran  keduanya yang dalam temperatur kamar akan berbenduk fasa gas tetapi dalam tekanan tinggi atau pada temperatur sangat rendah akan berbentuk  cair  yang  tidak  berasa,  tidak  berwarna  dan  tidak berbau. Salah satu bahan pembuatan LPG adalah gas alam. Gas alam  merupakan  bahan  bakar  fosil  berbentuk  gas  yang utamanya  terdiri  dari  metana  (CH 4 ).  Gas  alam  merupakan komponen  yang  vital  dalam  hal  suplai  energi,  dikarenakan karakteristiknya  yang  bersih,  aman,  dan  paling  efisien dibandingkan dengan sumber energi yang lain. Kelebihan dari LPG yaitu emisi CO 2 yang dikeluarkan lebih sedikit dibanding penggunaan bahan bakar minyak, serta ketersediaan gas alam yang melimpah sehingga LPG dapat dijadikan energi alternatif pengganti bahan bakar minyak yang ketersediaannya semakin menipis. Pabrik LPG dari gas alam ini terdiri dari 4 unit utama yaitu: Acid gas removal unit dimana dalam unit ini CO 2 dan H 2 S yang  terkandung  dikurangi  kadarnya  hingga  batas  yang diperbolehkan, Dehidration unit untuk menghilangkan uap air yang terkandung, Refrigerasi Propane untuk menfingingankan gas alam sebelum menuju unit fraksinasi, dan Fractination unit untuk memisahkan hidrokarbon berat dalam gas alam sehingga menghasilkan  LPG  dengan  kandungan  metana  tinggi.  Pabrik ini beroperasi secara kontinyu 24 jam selama 330 hari dengan kapasitas  produksi  98.712  LPG/tahun.  Analisa  perhitungan ekonomi  didapatkan  IRR  51,29%/tahun,  Pay  Out  Time  (POT) 7,97 tahun, dan Break Evemt Point (BEP) 22,96%.

## Kata Kunci—Gas Alam, Liquefied Petroleum Gas, Fraksinasi

## I. LATAR BELAKANG
NDONESIA merupakan salah satu negara dengan sumber daya  alam  yang  sangat  melimpah.  Memasuki  era perdagangan  bebas,  Indonesia  dituntut  untuk  mampu bersaing  dengan  negara  lain  dalam  bidang  industri. Pemerintah  Indonesia  mendukung  berbagai  pengembangan dalam  bidang  industri  demi  meningkatkan  lapangan  kerja, mengurangi angka pengangguran, meningkatkan pendapatan nasional,  mengurangi  impor,  dan  lain-lain.  Perkembangan industri di Indonesia sangat berpengaruh terhadap ketahanan ekonomi Indonesia. Gas alam merupakan salah satu sumber daya  alam  yang  dapat  dimanfaatkan  dalam  berbagai  aspek kehidupan.  Secara  garis  besar  pemanfaatan  gas  alam  dapat dibagi  menjadi 3  kelompok, yaitu:  Gas  alam  sebagai  bahan bakar, Gas alam sebagai bahan baku, dan Gas alam sebagai komoditas energi untuk ekspor. Gas alam dapat dimanfaatkan sebagai  bahan  bakar  pembangkit  listrik  tenaga  uap,  bahan bakar  industri,  bahan  bakar  kendaraan  bermotor,  untuk kebutuhan  rumah  tangga,  hotel,  restoran  dan  sebagainya. Selain  itu,  gas  alam  juga  dimanfaatkan  untuk  bahan  baku plastik, bahan baku pabrik  pupuk, petrokimia, metanol, dan sebagainya.  Selain  itu  C 3 dan  C 4 digunakan  untuk  LPG, sedangkan CO 2 untuk soft drink , dry ice , pengawet makanan, hujan  buatan,  industri  besi  tuang,  pengelasan  dan  bahan
pemadam api ringan. Selain itu, penggunaan gas alam yang paling  besar  adalah  digunakan  untuk  komoditas  ekspor  di dunia yaitu LNG ( Liquified Natural Gas ) atau gas alam cair Berdasarkan data Direktorat Jendral Minyak dan Gas Alam Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) per tanggal 1 Januari 2017 cadangan gas alam mencapai 142,72 TCF,  meningkat  2,54%  dibandingkan  cadangan  gas  bumi status 1 Januari 2016 sebesar 144,06 TSCF ( Trillion Standard Cubic  Feet ).  cadangan  terbesar  terdapat  pada  wilayah Natuna, yaitu sebesar 49,6 TSCF dengan cadangan berstatus P1  sebesar  47,13  TSCF.  Cadangan  terbesar  selanjutnya berada  di  Papua  (14,79  TSCF),  Maluku  (11,93  TSCF), Kalimantan (7,48 TSCF), dan Sumatera Selatan (7,32 TSCF).
Liquefied  Petroleum  Gas (LPG)  terdiri  dari  campuran utama  propana  dan  butana  dengan  sedikit  presentase hidrokarbon tidak jenuh (propilen dan butilen) dan beberapa fraksi C 2 yang lebih ringan dan C 5 yang lebih berat. Senyawa yang  terdapat  dalam  LPG  adalah  propan  (C 3 H 8 ),  propilen (C 3 H 6 ),  iso-butan  (C 4 H 16 )  dan  butilen  (C 4 H 8 ).  LPG merupakan  campuran  dari  hidrokarbon  yang  berbentuk  gas pada  tekanan  atmosfer,  namun  dapat  diembunkan  menjadi cair  pada  suhu  normal,  dengan  tekanan  yang  cukup  besar. Walaupun digunakan sebagai gas, namun untuk kenyamanan dan kemudahan, disimpan dan didistribusikan dalam bentuk cair  dengan  tekanan  tertentu  [1].  Feed  gas  yang  akan digunakan  pada  pabrik  ini  berasal  dari  sumur  gas  Tanjung Santan (SKG Pertamina). Komposisi gas alam disajikan pada Tabel 1.

## II. SELEKSI DAN URAIAN PROSES
Bahan  baku  pembuatan  LPG  adalah  gas  alam  yang kemudian melewati beberapa proses yaitu: acid gas removal , dehidration,  refrigeration  propane dan fractination untuk mendapatkan komposisi yang diinginkan.

## Pra-Desain Pabrik LPG dari Gas Alam
Faradisa Ayu Rahmatika, Yulian Naufal Ariq, Susianto, dan Fadlilatul Taufany Departemen Teknik Kimia, Fakultas Teknologi Industri,
Institut Teknologi Sepuluh Nopember (ITS) e-mail : susianto@chem-eng.its.ac.id; taufany99@yahoo.com
I
Tabel 1. Komposisi Gas Alam Komposisi % Volume CH 4 83,72 C 2 H 6 5,40 C 3 H 8 2,88 i-C 4 H 10 0,55 n-C 4 H 10 0,62 i-C 5 H 12 0,21 n-C 5 H 12 0,14 C 6 H 14 0,27 C 7 H 16 0,15 CO 2 6,13 N 2 0,08 Hg 300 ppb
H 2 S 5 ppm

## A. Acid Gas Removal
Pada umumnya CO 2 dan H 2 S menjadi pengotor utama gas alam. Beberapa teknologi yang diterapkan pada proses CO 2 removal  adalah  separasi  membran,  adsorpsi,  destilasi kriogenik, dan absorpsi. Teknologi absorpsi memiliki proses yang  mudah  dan  lebih  efektif  dibanding  dengan  teknologi lain  sehingga  dipilih  absorbsi  karena  dinilai  akan  lebih ekonomis.
Absorpsi  gas  adalah  operasi  perpindahan  massa  dimana gas atau campuran gas dikontakkan dengan cairan sehingga terjadi pelarutan satu atau lebih komponen-komponen gas ke dalam  cairan  sebagai  penyerapnya.  Pada  absorpsi  terdapat dua  macam  proses  yaitu  absorpsi  fisik  dan  absorpsi  kimia. Absorpsi fisik merupakan absorpsi dimana gas terlarut dalam cairan  penyerap  tidak  disertai  dengan  reaksi  kimia.  Contoh absorpsi  ini  adalah  absorpsi  gas  CO 2 dan  H 2 S  dengan  air, metanol,  propilen,  dan  karbonat.  Penyerapan  terjadi  karena adanya interaksi fisik, difusi gas kedalam air, atau pelarutan gas ke fase cair dengan prinsip perbedaan konsentrasi. Pada absorpsi  fisika,  energi  yang  dibutuhkan  untuk  regenerasi larutan  jauh  lebih  rendah  dari  pada  reaksi  kimia.  Hal  ini karena  pada  absorpsi  fisika  tidak  diperlukan  penambahan energi untuk regenerasi larutan, cukup menurunkan tekanan sebagai driving force (gaya dorong).
Absorpsi kimia merupakan absorpsi dimana gas terlarut di dalam larutan penyerap disertai dengan adanya reaksi kimia Contoh  absorpsi  ini  adalah  absorpsi  dengan  adanya  reaksi kimia  antara  CO 2 dengan  senyawa  amina  [2].  Keuntungan absorpsi  kimia  adalah  meningkatnya  koefisien  perpindahan massa  gas,  sebagian  dari  perubahan  ini  disebabkan  makin
besarnya  luas  efektif  permukaan.  Dari  hasil  studi  pustaka, maka diputuskan bahwa pabrik ini akan menggunakan proses absorpsi  secara  kimia  dengan  senyawa  amine.  Senyawa amina  adalah  pelarut  ( absorbent )  yang  paling  banyak digunakan  pada  proses  absorpsi  CO 2 ,  karena  senyawa aminadapat  bereaksi  dengan  CO 2 membentuk  senyawa komplek (ion karbamat) dengan ikatan kimia yang lemah [3]. Ikatan  kimia  ini  dapat  dengan  mudah  terputus  dengan pemanasan  (mild  heating)  sehingga  regenerasi  absorben (senyawa amina) dapat dengan mudah terjadi [3].
Pada  unit Acid  Gas  Removal ,  teknologi  yang  digunakan adalah  absorbsi  kimis  dengan  absorben  MDEA  karena merupakan  absorben  yang  mudah  di  regenerasi  sehingga mengurangi  resiko  absorben  yang loss ,  energi  yang dibutuhkan untuk meregenerasi MDEA juga lebih kecil jika dibandingkan  dengan  senyawa  amine  yang  lain.  Senyawa MDEA juga tidak korosif, sehingga lebih baik dari DEA dan MEA yang dapat menyebabkan korosi. Selain itu selain CO 2 , senyawa MDEA juga dapat menyerap H 2 S [4].
B. Dehidration
Pada  umumnya  gas  alam  ( natural  gas )  yang  baru  keluar dari  perut  bumi  kandungan  uap  airnya  tinggi  atau  dalam kondisi saturated (jenuh). Kandungan air harus dibuang untuk mengurangi  resiko  korosi  pipa  dan  menghilangkan  resiko penyumbatan  saluran  yang  disebabkan  oleh  pembentukan hidrat, Hidrat sendiri adalah suatu zat padat yang merupakan campuran  antara  air  dan  hidrokarbon  ringan  yang  dapat terjadi  diatas  titik  beku  air  Proses  dehidrasi  secara  umum bertujuan untuk menghilangkan atau mengurangi kandungan air untuk mencegah terjadinya resiko-resiko yang sebelumnya telah diuraikan [4].
Beberapa  metode  yang  dapat  digunakan  dalam  proses dehidrasi  adalah  absorbsi,  adsorpsi,  dan  kondensasi.  Proses absorpsi dilakukan dengan mengontakkan gas dengan pelarut yang  berfungsi  untuk  menyerap  uap  air.  Pelarut  yang digunakan  untuk  penyerapan  harus  memiliki  sifat-sifat berikut,  afinitas  tinggi  untuk  air  dan  rendah  untuk hidrokarbon,  volatilitas  rendah  pada  suhu  operasi  absorpsi, viskositas rendah agar mudah dipompa, stabilitas termal yang baik,  dan  tidak  korosif.  Absorben  yang  umum  digunakan adalah triethylene glycol (TEG).
Adsorpsi  air  dilakukan  dengan  pengering  padat.  Dalam metode  ini  menggunakan molecular  sieve ,  silika  gel  atau alumina yang bertindak sebagai adsorban. Secara garis besar proses adsorpsi dilakukan pada sebuah fixed bed yang berisi solid adsorban. Gas bumi yang akan dikeringkan di masukan kedalam fixed  bed tersebut,  selama  melewati  adsorban,  uap air yang terkandung dalam gas terserap, baik pada permukaan luar maupun di dalam pori pori nya, sedangkan gas bumi terus mengalir  dan  keluar  di  bagian  bawah  kolom.  Metode  ini dikenal  sebagai Temperature  Swing  Adsoprtion (TSA). Regenerasi juga dapat dilakukan dengan mengubah tekanan yaitu  dengan Pressure  Swing  Adsoprtion (PSA).  Namun, PSA  tidak  diaplikasikan  secara  industri  untuk  dehidrasi Natural Gas.
Metode  absorpsi  mengkonsumsi  energi  lebih  sedikit disbanding  yang  lain  dari  tekanan  rendah  sampai  tekanan tinggi,  sehingga  metode  ini  lebih  ekonomis  untuk menghilangkan air dari gas alam dari metode yang lain. Ini membenarkan  fakta  bahwa  dalam  industri  Pengolahan  Gas
Tabel 2. Perbandingan Teknologi CO 2 Removal Separasi Membran Adsorpsi Distilasi kriogenik Absorpsi Pressure drop tinggi Butuh suhu operasi tinggi Butuh kondisi tekanan operasi tinggi Proses mudah Selektivitas terhadap CO 2 buruk Kurang efektif menyerap CO 2 Biaya besar Lebih efektif Tabel 3. Perbandingan / Karakteristik MEA, DEA, dan MDEA [3] [5] No. MEA DEA MDEA 1 Senyawa  amina paling ekonomis. Harga tidak terlalu mahal. Harga lebih mahal. 2 Memiliki sifat paling reaktif dengan CO 2 namun korosif. Senyawa  yang moderat dan tidak terlalu korosif. Tidak korosif 3 Memiliki tekanan uap paling tinggi, namun  sulit  di regenerasi. Memiliki tekanan uap yang cukup rendah. Mudah di regenerasi 4 Kurang efektif dalam  penyerap CO 2 diantara
DEA dan MDEA
Paling  efektif menyerap CO 2 Reaksi  dengan  CO 2 berjalan lambat sehingga kurang efektif. Namun dapat mengikat H 2 S juga 5 Tekanan Uap (20 o C) sebesar 25 Pa Tekanan  Uap (20 o C) sebesar 0.01 Pa Tekanan Uap (20 o C) sebesar 1 Pa 6 Massa jenis 1012 kg/m 3 Massa jenis 1090 kg/m 3 Massa  jenis  1043 kg/m 3
Alam,  dehidrasi  penyerapan  sering  diterapkan  dalam dehidrasi Natural  Gas. Sehingga  pada  pabrik  ini,  proses dehidrasi  dilakukan  dengan  menggunakan  metode  absorpsi dengan absorban triethylene glycol (TEG).
C. Refrigeration
Pendinginan  ( Refrigeration )  memainkan  peran  utama dalam  banyak  proses recovery hidrokarbon,  karena digunakan untuk mendinginkan aliran gas untuk memulihkan sejumlah besar C3+ dan untuk menurunkan suhu gas saat gas masuk  ke  tahap  lain  dari  pemulihan  hidrokarbon.  kompresi uap  menggunakan  propana  adalah  yang  paling  umum  di pabrik gas. Berikut ini beberapa contoh metode pendinginan, yaitu  yang  pertama Philip  Optimised  Cascade  Procces, proses  Cascade  yang  dikembangkan  oleh Philip  Petroleum Company sekitar  tahun  1960.  Tujuan  pengembangan  ini untuk  merancang  proses  refrigerasi  yang  mudah  saat dijalankan  dan  berjalan  lancar  saat  pengoperasian. Pendinginan  (dari  proses  diperoleh  dari  proses  cascade dengan  3  komponen  murni  yaitu  methane,  ethane  dan propane  pada  dua  atau  tiga  level  tekanan.  Alat  yang digunakan adalah Plate Fin Heat Exchanger yang diarahkan secara  vertikal.  Pendinginan  disurkulasi  dengan sentrifugal compressor .
Metode  yang  kedua  adalah  APCI,  proses  ini  mempunyai proporsi  kapasitas  sangat  besar  dalam  produksi  LNG  di dunia.  Kapasitasnya  mencapai  4.7  juta  ton/tahun.  Ada  dua proses  refrigerasi  utama  yaitu pre-cooling menggunakan propana  dan  pendinginan  utama  menggunakan mixed refrigerant dengan  tambahan  nitrogen,  metana,  ethana  dan propana.  Metode  ini  menghasilkan  kapasitas  yang  lebih besar,  memerlukan  listrik  yang  lebih  kecil,  alat  yang dibutuhkan lebih sedikit dari metode yang pertama.

## D. Uraian Proses
1) Proses Acid Gas Removal
Unit ini berfungsi untuk menghilangkan komponen asam dan pengotor dalam gas alam yaitu komponen CO 2 dan H 2 S. Gas  alam  pada  temperatur  25 o C  dan  tekanan  28,47  bar sebagai bahan mentah ditekan oleh Natural Gas Compressor (G-111) sampai tekanan 73 bar dan temperatur gas meningkat menjadi 110,3 o C. Kemudian masuk ke Natural Gas Cooler (E-112) untuk diturunkan temperaturnya menjadi 30 o C dan tekanannya 72 bar. Setelah didinginkan, gas alam masuk ke CO 2
Absorber column (D-110) untuk
menghilangkan/memisahkan CO 2 dan H 2 S.
Feed  gas  alam  masuk  dari  bagian  bawah  menara CO 2 Absorber column (D-110) sedangkan larutan amine sebagai solven untuk menghilangkan acid gas (CO 2 dan H 2 S) dengan
konsentrasi berat 45% berat dalam air masuk melalui bagian atas menara dengan suhu 35 o C. Gas alam yang telah bersih dari  CO 2 dan  H 2 S  kemudian  diproses  lebih  lanjut  di  unit dehidrasi.
Larutan amine yang  telah  menyerap  CO 2 meninggalkan kolom  absorber  dari  bagian  bawah,  kemudian  dialirkan  ke Amine Valve (VLV-116) untuk menurunkan tekanan hingga 3  bar.  Selanjutnya  larutan amine dialirkan  ke Amine  Flash Tank (F-114) sehingga hidrokarbon berat yang terlarut pada amine dapat  diuapkan. Rich  amine yang  keluar  dari  bawah Amine  Flash  Tank (F-114)  dilewatkan  ke Amine  Heat Exchanger (E-121)  untuk  menaikkan  temperatur  sampai  80 o C  dengan  media  pemanas  larutan amine yang  telah dibersihkan dari  CO 2 pada Amine  Regenerator  Column (D- 120).
Larutan amine yang  banyak  mengandung  CO 2 setelah keluar  dari amine  heat  exchanger (E-121)  dimasukkan  ke dalam Amine Regenerator Column (D-120) dan dipanaskan oleh Amine Regeneration Reboiler (E-124). CO 2 , uap air dan sebagian  kecil  uap amine yang  keluar  melalui  puncak regenerator dilewatkan pada Amine Regeneration Condenser (E-122)  dengan  media  air  pendingin.  Campuran  gas  dan liquid yang terbentuk ditampung dalam Amine Regeneration Accumulator (F-123) untuk dipompa oleh Amine Regenerator  Reflux  Pump (L-126)  sebagai reflux untuk menara Amine Regeneration Column (D-120), sedangkan gas CO 2 dan H 2 S dialirkan ke CO 2 to injection well.
Larutan amine yang telah bersih dari acid gas keluar dari bagian  bawah  kolom Amine  Regeneration  Column (D-120) lalu  dialirkan  pada Amine  Heat  Exchanger (E-121)  untuk didinginkan dengan media pendingin rich amine yang akan masuk  ke Amine  Regeneration  Colum (D-120).  Setelah mengalami  pendinginan  oleh Amine  Heat  Exchanger (E- 121),  aliran amine kemudian  melewati Lean  Amine  Cooler (E-115)  sampai  temperatur  35 o C  dan  menjadi  umpan  pada kolom absorber.

## 2) Proses Dehidrasi
Unit  ini  berfungsi  untuk  menghilangkan  kandungan  air yang  terdapat  di  dalam  feed  gas.  Aliran  gas  dari CO 2 Absorber  column (D-110)  dengan  temperatur  45,6 o C  dan tekanan 69 bar didinginkan dalam drier cooler dengan media air  pendingin  sampai  temperatur  35 o C  dan  tekanannya menjadi 68 bar. Lalu feed masuk ke dalam unit H 2 O Absorber Column (D-210).  Feed  dialirkan  dari  bagian  bawah  kolom dehidrasi  sedangkan  larutan glycol sebagai  solven  untuk menghilangkan  H 2 O  masuk  melalui  bagian  atas  kolom dengan suhu 40 o C. Feed yang sudah bebas dari H 2 O keluar dari  bagian  atas  kolom  dengan  temperatur  34,2 o C  dan tekanan 65 bar. Feed yang sudah bersih dari H 2 O kemudian diproses lebih lanjut di unit fraksinasi.
Larutan glycol yang  telah  menyerap  H 2 O  meninggalkan kolom  dehidrasi  dari  bagian  bawah  kemudian  dialirkan  ke Glycol Valve (VLV-211) untuk menurunkan tekanan hingga 1,5 bar. Selanjutnya larutan glycol dialirkan ke Glycol Flash Tank (F-212)  sehingga  gas  hidrokarbon  yang  terlarut  pada glycol dapat diuapkan. Larutan glycol yang keluar dari bawah Glycol  Flash  Tank (F-212)  dilewatkan  ke Glycol  Heat Exchanger (E-221) untuk menaikkan temperatur sampai 105 o C  dengan  media  pemanas  larutan glycol yang  terlah dibersihkan dari H 2 O pada Glycol Regenerator Column (D- 220).
Tabel 4. Perbandingan / Karakteristik Metode Pendinginan Parameter APCI Conoco Philips Kapasitas 4,7 ton/tahun 3,3 ton/tahun Kebutuhan Listrik 12,2kW*hari/ton 20,4kW*hari/ton Alat yang dibutuhkan Sedang Banyak Refrigerant propana, etilen dan metana murni komponen dari metana, ethana, propana, butana dan nitrogen Proses Operasi pure component cascade procces
mixed refrigerant procces
Larutan glycol yang  banyak  mengandung  H 2 O  setelah keluar  dari Glycol  Heat  Exchanger (E-221)  dimasukkan  ke dalam Glycol Regenerator Column (D-220) dan dipanaskan oleh Glycol Regenerator Reboiler (E-224). Uap air, sebagian kecil  hidrokarbon  dan glycol yang  keluar  melalui  puncak regenerator dilewatkan pada Glycol Regenerator Condenser (E-222)  dengan  media  air  pendingin.  Campuran  gas  dan liquid yang terbentuk ditampung dalam H 2 O Accumulator (F- 223)  untuk  dipompa  oleh Glycol  Regenerator  Reflux  Pump (L-225) sebagai reflux untuk Glycol Regenerator Colum (D- 220).
Larutan glycol yang  bersih  dari  hidrokarbon  keluar  dari bagian  bawah Glycol  Regenerator  Colum (D-220)  lalu dialirkan  ke Glycol  Heat  Exchanger (E-221)  untuk didinginkan dengan media pendingin rich glycol yang akan masuk  ke glycol  regeneration  column .  Setelah  mengalami pendinginan, aliran glycol dipompa oleh Lean Glycol Pump (L-213)  melewati Lean  Glycol  Cooler (E-214)  sampai temperatur 40 o C dan menjadi umpan pada kolom dehidrasi.
3) Proses Pendinginan
Unit ini berfungsi untuk menurunkan temperatur aliran gas dari H 2 O Absorber Column (D-210) dengan temperatur 34,2 o C  menjadi  -38 o C.  Pendinginan  ini  bertujuan  untuk mengubah fase gas alam menjadi liquid , sehingga gas metana dan etana dapat dipisahkan pada proses fraksinasi. Gas alam dikontakkan  dalam Gas  Cooler (E-311),  selanjutnya didinginkan  kembali  dengan Cooler (E-315),  lalu  sebelum masuk ke proses fraksinasi, gas alam yang telah didinginkan dilewatkan  pada Gas  Valve (VLV-316)  untuk  diturunkan tekanannya menjadi 35 bar dari 65 bar, hal ini bertujuan untuk mengurangi  beban  fraksinasi,  karena  pada  saat  tekanan diturunkan sebagian besar metana dan etana berubah menjadi gas, sehingga dapat dengan mudah dipisahkan menggunakan Separator (F-317). Refrigerant yang digunakan pada proses pendinginan ini adalah propana, yang memiliki titik didih -40 o C.
Setelah melewati Gas Cooler (E-311) temperatur propana akan naik hingga suhu -15 o C dan berubah fase menjadi gas, selanjutnya  propana  yang  telah  digunakan  akan  di recycle . Pertama propana dinaikkan tekanannya dari 1 bar menjadi 14 bar  menggunakan Propane  Compressor (G-312),  hal  ini mengakibatkan  naiknya  suhu  propana  menjadi  105 o C, selanjutnya  propana  akan  didinginkan  hingga  suhu  40 o C dengan Propane  Cooler (E-313),  kemudian  tekanan diturunkan  kembali  menjadi  1  bar  menggunakan Propane Valve (VLV-314), pada proses ini suhu propana akan turun hingga menjadi -40 o C sehingga refrigerant dapat digunakan kembali.
4) Proses Fraksinasi
Gas  yang  berasal  dari Separator (F-317)  dengan temperatur  -69 o C  dan  tekanan  35  bar  masuk deethanizer column (D-410)  untuk  memisahkan  etana  dari  fraksi  berat lainnya pada tekanan 30 bar. Etana dan metana akan menguap sehingga  akan  keluar  sebagai top  product .  Aliran  dari  atas kolom  ini  kemudian  didinginkan  dalam Deethanizer Condensor (E-411)  dengan  media  pendingin  propana. Melalui  pendinginan  ini,  sebagian  akan  terkondensasi. Bagian yang terkondensasi akan dipisahkan dalam Lean Gas Accumulator (F-412)  dan  dikembalikan  sebagai reflux . Komponen yang lebih berat akan terakumulasi pada bagian bawah  kolom  dan  menjadi bottom  product .  Produk  bawah
kolom deethanizer  column akan  keluar  dari  bagian  bawah kolom  dan  dipanaskan  pada deethanizer  reboiler (E-413) dengan media pemanas steam. Bottom product yang menjadi uap dikembalikan kedalam kolom dan bottom product yang berfase  liquid  dialirkan  menuju  Kolom Depropanizer Column (D-420)  melewati Deethanizer  Valve (VLV-415) untuk menurunkan tekanannya sampai 22 bar.
Setelah  melewati Deethanizer  Valve (VLV-415),  aliran campuran liquid dan gas masuk ke Depropanizer Column (D- 420). Kolom ini merupakan kolom fraksinasi yang digunakan untuk  memisahkan  propana  dari  hidrokarbon  berat  lainnya. Gas  propana  yang  keluar  dari  bagian  atas Depropanizer Column (D-420)  akan  didinginkan  dalam Depropanizer Condensor (E-421)  menggunakan  air  pendingin  sebagai media pendingin. Aliran sebagian dialirkan kembali ke kolom sebagai reflux setelah melalui Propane Accumulator (F-422). Hasil  Produk  atas Depropanizer  Column (D-420)  berupa propana  cair  dicampur  dengan  top  product Debutanizer Column (D-430) untuk menjadi produk LPG Mix. Produk bawah Depropanizer Column (D-420) akan keluar dari bagian bawah kolom dan dipanaskan pada Depropanizer Reboiler (E-423)  dengan  media  pemanas  steam. Bottom product yang menjadi uap dikembalikan kedalam kolom dan bottom  product yang  berfase  liquid  dialirkan  menuju Debutanizer  Column (D-430).  Aliran  campuran  liquid  dan gas  masuk  ke Debutanizer  Column (D-430).  Kolom  ini merupakan  kolom  fraksinasi  yang  digunakan  untuk memisahkan  butana  dari  hidrokarbon  berat  lainnya.  Gas butana yang keluar dari bagian atas debutanizer column akan didinginkan dalam Debutanizer Condensor (E-431) menggunakan air sebagai media pendingin. Aliran sebagian dialirkan  kembali  ke  kolom  sebagai reflux setelah  melalui LPG  Accumulator (F-432).  Hasil  produk  atas Debutanizer Column (D-430)  berupa  butana  cair  yang  akan  dicampur dengan top  product  depropanizer  column (D-320)  untuk menjadi  produk  LPG  Mix . Produk  bawah Debutanizer Column (D-430)  akan  keluar dari  bagian  bawah kolom  dan dipanaskan pada Debutanizer Reboiler (E-434) dengan media pemanas  steam. Bottom  product yang  menjadi  uap dikembalikan  kedalam  kolom  dan bottom  product yang berfase liquid dialirkan menuju Condensate Storage (F-436).

## III. NERACA MASSA DAN NERACA ENERGI

## A. Neraca Massa
Untuk  membuat  pabrik  LPG  dari  Gas  Alam  dengan kapasitas  98.712  ton/tahun  ini  diperlukan  bahan  baku  gas alam sebesar 1.600.838 ton gas alam/tahun.

## B. Neraca Energi
Dalam memproduksi LPG dari Gas Alam dengan kapasitas 98.712 ton/tahun ini diperlukan energi steam 67581 kg/jam, dan air pendingin 1900055 kg/jam.

## IV. ANALISA EKONOMI
Berdasarkan  analisis  ekonomi  untuk  memproduksi  LPG dengan  kapasitas  98.712  ton/tahun,  diperlukan  biaya produksi  sebesar  Rp  4.880.483.249.280  dengan  investasi ( Total  Cost  Investment )  sebesar  Rp  3.075.666.887.212 dengan proporsional pembiayaan 40% dari modal sendiri dan
60% dari modal pinjaman. Harga penjualan LPG sebesar Rp 5.094.250/ton. Dengan estimasi umur pabrik 15 tahun, dapat diketahui internal rate of return (IRR) sebesar 51,29 %, pay out  time (POT)  7,97  tahun,  dan break  even  point (BEP) sebesar 22,96 % pada suku bunga bank sebesar 12% dan laju inflasi sebesar 10%.

## V. KESIMPULAN
Melalui perhitungan pada neraca massa, Produk LPG yang diproses  dari  bahan  baku  gas  alam  sudah  memenuhi spesifikasi  LPG  di  pasaran.  Dengan  estimasi  umur  pabrik selama 15 tahun, didapatkan perhitungan IRR  51,29% yang sudah  melebihi  suku  bunga  bank  sebesar  12%,  POT  7,97 tahun,  dan  BEP  22,96%.  Dari  estimasi  proses  dan  ekonomi tersebut, pabrik LPG dari Gas Alam ini layak didirikan.
DAFTAR PUSTAKA
[1] Kementrian Energi dan Sumber Daya Mineral, “Standar Pelayanan Perpustakaan Pusat Pengembangan SDM Aparatur,” 2019.
[2] S. Xu, Y. W. Wang, F. D. Otto, and A. E. Mather, “Kinetics of the reaction  of  carbon  dioxide  with  2-amino-2-methyl-1-propanol solutions,” Chem. Eng. Sci. , vol. 51, no. 6, pp. 841–850, 1996, doi: 10.1016/0009-2509(95)00327-4.
[3] R. Wang, D. F. Li, C. Zhou, M. Liu, and D. T. Liang, “Impact of DEA  solutions  with  and  without  CO  2  loading  on  porous polypropylene  membranes  intended  for  use  as  contactors,” J. Memb.  Sci. ,  vol.  229,  no.  1–2,  pp.  147–157,  Feb.  2004,  doi: 10.1016/j.memsci.2003.10.022.
[4] A.  J.  Kidnay  and  W.  R.  Parrish, Fundamentals  of  Natural  Gas Processing . CRC Press, 2006.
G-111 D-110 VLV-116 F-114 E-121 D-120 F-123 E-124 MA E-115 E-113 WG D-210 D-212 E-221 D-220 F-223 E-224 MT
E-214 D-410 F-412 E-413 D-430 F-432 E-434 SC LPG Product Lean gas Gas Alam 73 110 2 28,5 25 1 70 61 4 3,5 62 7 3,5 62 9 3 80 10 3,5 62 8 69 46 5 74 102 18 68 35 6 66 35 20 1,5 36,4 23 105 24 70 131,3 32 1
101 27 65 34,2 34 30 -20 46 20 122 55 6 46 58 7 125 62 S 70 40 33 P P CW CWR 74,3 102 17 74 35 19 2 122 15 1,5 36,4 22 1,5 80 14 E-122 E-222 E-431 E-411 6,21 50,2 56 116,5 61 30 18,12 44 30,93 92 47 30 -20 45 6,21 45,45 57 1
131 25 1 101 26 1,5 144 28 1,5
100,5 12 1,5 80 13 2 121 11 Condensat Product L-126 L-225 L-414 L-433 VLV-211
1,5 37 21 72 30 3 E-112 L-125 75 123 16 L-213 D-420 F-422 E-423 19 52 52 E-421 19 54,8 50 20 110,7 54 19 52 51 L-424 VLV-415 31 116 48
22 99,62 49 Propane Tank E-311 G-312 E-313 13,73 40 38 0,96 -15 36 1,1 -40 39 14 105 37 VLV-314 E-315 VLV-316 F-317 63 -38 35 64 -49 40 35 -69 41 F-435 F-436 35 -69 42 35 -69 43 6,21 28,1 59 19 54,6 53 19 54,6 60 35 -40 63 30 -39,77 64 WW 1,5 200 29 70,3 201,5 30 70,3 131,3
31
F-425 1,5 200 66 1,5 200 65 KETERANGAN Nomor Al iran
Suhu ( o C) Tekanan (bar) MT Make Up TEG
MA
Make Up Amine SC St eam Condensate Bahan baku Produk / effluent WG Waste Gas WW Waste Water S St eam CWR Cool ing Water Return CW Cool ing Water P Propane (-40 o C) 51 F-436 Condensat Storage 1 50 F-435 LPG Storage 1 49 F-425 Propane Storage 1 48 E-434 De-butanizer Reboiler 1 47 L-433 De-butanizer Pump 1 46 F-432 LPG Accumulator 1 45 E-431 De-butanizer Condenser 1 44 D-430 De-butanizer Colum n 1 43 L-424 De-propanizer Pump 1 42 E-423 De-propanizer Reboil er 1 41 F-422 Propane Accumul ator 1 40 E-421 De-propanizer Condensor 1 39 D-420 De-propanizer Column 1 38                    VLV-415 Deethanizer Valve 1 37 L-414 De-ethani zer Reflux Pump 1 36 E-413 De-ethani zer Reboil er 1 35 F-412 Lean Gas Accum ulat or 1 34 E-411 De-ethani zer Condenser 1 33 D-410 De-ethani zer Column 1 32 F-317 Gas Separator 1 31                    VLV-316 Gas Valve 1 30 E-315 Cool er 1 29                    VLV-314 Propane Valve 1 28 E-313 Propane Cooler 1 27 E-312 Propane Compressor 1 26 E-311 Gas Cooler 1 25 L-225                         Glycol Regenerator Refl ux Pump 1 24 E-224 Glycol Regenerator Reboiler 1 23 F-223 H 2 O Accumulator 1 22 E-222                          Glycol Regenerator Condensor 1 21 E-221 Glycol Heat Exchanger 1 20 D-220 Glycol Regenerator Colum n 1 19 E-214 Glycol Cooler 1 18 L-213 Glycol Pump 1 17 D-212 Glycol Flash Tank 1 16                    VLV-211 Glycol Valve 1 15 D-210 H 2 O Absorber Column 1 14 L-126 Amine Regenerator Refl ux Pump 1 13 L-125 Lean Amine Pump 1 12 E-124 Amine Regenerator Reboiler 1 11 F-123 CO 2 Accumulator 1 10 E-122                           Amine Regenerator Condensor 1 9 E-121 Amine Heat Exchanger 1 8 D-120 Amine Regenerator Colum n 1 7                    VLV-116 Amine Valve 1 6 E-115 Lean Amine Cooler 1 5 F-114 Amine Flash Tank 1 4 E-113 Lean Gas Cooler 1 3 E-112 Nat ural Gas Cooler 1 2 G-111 Nat ural Gas Compressor 1 1 D-110 CO 2 Absorber Column 1 No                 Kode Alat Nam a Alat Juml ah Digambar oleh: 1. Faradis a Ayu Rahmatika (02211540000029) 2. Yulian Naufal  Ariq (02211540000063) Diperiks a oleh:
1. Dr. Ir. Susi anto, DEA.
2. Fadlil atul  Taufany, ST., Ph.D
Fl ows heet TUGAS PRA DESAIN PABRIK LPG DARI GAS ALAM
DEPARTEMEN TEKNIK KIMIA FAKULTAS TEKNOLOGI INDUSTRI INSTITUT TEKNOLO GI SEPULUH NOPEMBER